RU2601888C1 - Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине - Google Patents
Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601888C1 RU2601888C1 RU2015148096/03A RU2015148096A RU2601888C1 RU 2601888 C1 RU2601888 C1 RU 2601888C1 RU 2015148096/03 A RU2015148096/03 A RU 2015148096/03A RU 2015148096 A RU2015148096 A RU 2015148096A RU 2601888 C1 RU2601888 C1 RU 2601888C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- density
- calcium chloride
- liquid glass
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 33
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 28
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 9
- UCUJUFDOQOJLBE-UHFFFAOYSA-N [Cl].[Ca] Chemical compound [Cl].[Ca] UCUJUFDOQOJLBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 8
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 18
- 229960002713 calcium chloride Drugs 0.000 description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 229960005069 calcium Drugs 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WJBVQJRPIORKRK-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3-diacetyloxypropyl acetate Chemical compound CC(O)=O.CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O WJBVQJRPIORKRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940070337 ammonium silicofluoride Drugs 0.000 description 1
- -1 calcium cations Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 1
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.
Известен способ изоляции водопритоков в скважину (пат. RU №2244819, МПК E21B 43/32, опубл. 20.01.2005 г., Бюл. №2), который включает закачку водного раствора силиката натрия с плотностью 1,36 г/см3 и силикатным модулем M=3,0, натрия кремнефтористого, триглицерида уксусной кислоты - триацетина и древесной муки при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| водный раствор силиката натрия | |
| с плотностью 1,36 г/см3 и | |
| силикатным модулем M=3,0 | 90,0-95,0 |
| кремнефтористый натрий | 3,0-8,0 |
| древесная мука | 1,0-4,0 |
| триацетин | 1,0-4,0 |
Недостатком известного способа является то, что в данном способе используется водоизолирующий состав, который имеет узкий диапазон сроков отверждения, из-за чего при его закачивании может произойти аварийная ситуация - отверждение состава в насосно-компрессорных трубах (НКТ), что приводит к снижению эффективности способа.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока в скважине (пат. RU №2419714, МПК E21B 33/138, опубл. 27.05.2011 г., Бюл. №15), включающий закачку в требуемый интервал изоляции жидкого стекла и 5-15%-ного водного раствора кремнефтористого аммония. Закачку проводят последовательно в равных объемах через буфер из пресной воды.
Недостатки известного способа: при закачивании реагентов в зону изоляции происходит быстрое выпадение осадка - геля кремневой кислоты, вследствие чего образуется непротяженный гидроизоляционный экран, а водоизолирующий состав имеет малый радиус проникновения, что снижает продолжительность эффекта от применения способа, кроме того, использование жидкого стекла высокой концентрации (без разбавления товарной формы) приводит к снижению рентабельности способа.
Техническими задачами способа являются повышение эффективности и увеличение продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ (РИР) путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления.
Технические задачи решаются способом РИР в скважине, включающим закачку в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования.
Новым является то, что закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала, в качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.:
| водный раствор жидкого стекла | 5,7-6,0 |
| водный раствор хлористого кальция концентрацией | |
| 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая | |
| вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности | |
| 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция | 0,9-1,3 |
Новая совокупность существенных признаков позволяет получить новый технический результат - повысить эффективность РИР и увеличить продолжительность эффекта от использования способа за счет блокирования путей водопритока и увеличения протяженности гидроизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления.
Реагенты, применяемые в способе:
жидкое стекло (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом;
вода пресная плотностью 1000 кг/м3;
кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77 представляет собой порошок или гранулы белого цвета;
пластовая вода плотностью 1180 кг/м3.
Сущность предложения заключается в блокировании путей водопритока гидроизоляционным экраном, образующимся при смешении в изолируемой зоне водных растворов жидкого стекла и регулятора гелеобразования, содержащего катионы кальция.
Способ реализуется путем последовательной циклической закачки в изолируемый интервал порций водных растворов жидкого стекла и регулятора гелеобразования, разделенных буфером из пресной воды в объеме 0,3 м3. В качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция. При последовательной закачке циклами водных растворов жидкого стекла и регулятора гелеобразования, разделенных буфером из пресной воды, происходит их взаимодействие в поровом пространстве. Низкая вязкость закачанных растворов позволяет им глубоко проникать в поры и трещины пласта, а за счет увеличения объема жидкого стекла при его разбавлении пресной водой и закачки водоизолирующего состава в несколько циклов увеличивается протяженность водоизоляционного экрана, в результате чего увеличивается эффективность изоляции.
Эффективность способа и наиболее близкого аналога проверяли в лабораторных условиях. Опытным путем были установлены оптимальные соотношения компонентов водоизолирующего состава и плотность регуляторов гелеобразования по предлагаемому способу. В два стеклянных цилиндра объемом 1000 мл наливали по 190 мл жидкого стекла и 380 мл пресной воды, перемешивали. К 570 мл (5,7 об.ч.) водного раствора жидкого стекла приливали 120 мл (1,2 об.ч.) водного раствора хлористого кальция концентрацией 30% и плотностью 1282 кг/м3 и перемешивали. Получали плотные гели во всем объеме, которые заливали пресной и пластовой водой. Так же пресной и пластовой водой заливали гели, которые получили из водоизолирующего состава по наиболее близкому аналогу. В результате экспериментов установлено, что через 6 мес. гели, находившиеся в пластовой воде, незначительно потеряли в объеме в отличие от гелей, находившихся в пресной воде: гель, полученный по предлагаемому способу, потерял 7% объема, а по наиболее близкому аналогу - 22% объема, что доказывает лучшую изолирующую способность предлагаемого способа в пресной воде.
Испытание водоизолирующей способности предлагаемого способа и прототипа проводили на моделях пласта по стандартной методике, что позволяет моделировать закачку реагентов в пласт. Модели пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненные кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, насыщали пластовой водой, после чего закачивали водоизолирующий состав по предлагаемому способу или наиболее близкому аналогу и оставляли на реагирование. Количество одного цикла закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 6 мес закачивали пресную воду и определяли давление прорыва модели.
Результаты модельных испытаний, представленные в табл. 1, показывают, что давление прорыва модели по предлагаемому способу через 6 мес более чем на 12% больше, чем для модели с составом по наиболее близкому аналогу, что свидетельствует о его лучшей изолирующей способности и увеличении продолжительности водоизолирующего эффекта. Оптимальный диапазон соотношения компонентов водоизолирующего состава по предлагаемому способу (№№3-8) составил, об.ч.:
| водный раствор жидкого стекла | 5,7-6,0 |
| водный раствор хлористого кальция | |
| концентрацией 30-35% и плотностью | |
| 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода | |
| хлор-кальциевого типа, доведенная | |
| до плотности 1282-1337 кг/м3 | |
| добавлением порошка хлористого кальция | 0,9-1,3 |
В оптимальный диапазон соотношения компонентов вошли составы, давление прорыва модели которых через 6 мес превысило аналогичное у наиболее близкого аналога на 10%.
При РИР на скважине первоначально определяют приемистость изолируемого интервала. Далее через НКТ закачивают в изолируемый интервал последовательно 5,7-6,0 об.ч. водного раствора жидкого стекла, состоящего из жидкого стекла и пресной воды в соотношении 1:2 (готовится перемешиванием в мернике цементировочного агрегата в течение 10-15 мин); буфера из пресной воды и 0,9-1,3 об.ч. водного раствора хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовой воды хлор-кальциевого типа, доведенной до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция. Указанный цикл закачивания повторяют 1-6 раз. Количество закачиваемых циклов зависит от приемистости изолируемого интервала (табл. 2).
Примеры практического применения.
Пример 1. Предлагаемый способ осуществили для изоляции обводнившегося пропластка в бобриковском горизонте в скважине с текущим забоем 1240 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1195-1212 м. Из скважины подняли подземное оборудование, на глубину 1165 м в скважину спустили НКТ диаметром 73 мм. Удельная приемистость изолируемого интервала составляла 2,1 м3/(ч·МПа). Количество циклов - 3. При ремонте скважины в качестве технической жидкости использовали пластовую воду плотностью 1070 кг/м3.
Предварительно на дневной поверхности приготовили водные растворы жидкого стекла и хлористого кальция. Для приготовления трех порций по 5,7 м3 водного раствора жидкого стекла в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 1,9 м3 жидкого стекла, а во вторую половину мерника 3,8 м3 пресной воды и содержимое мерника перемешивали в течение 15 мин (все повторили 3 раза). Циркуляцией пресной воды через промежуточную емкость и мерник второго цементировочного агрегата ЦА-320М растворили 1260 кг хлористого кальция в 2,34 м3 пресной воды и получили 2,7 м3 35%-ного раствора плотностью 1337 кг/м3. В НКТ закачали водоизолирующий состав в 3 цикла. Каждый цикл включал последовательную закачку 0,3 м3 буфера из пресной воды; 5,7 м3 (5,7 об.ч.) водного раствора жидкого стекла; 0,3 м3 буфера из пресной воды; 0,9 м3 (0,9 об.ч.) 35%-ного водного раствора хлористого кальция плотностью 1337 кг/м3. Закачанные растворы продавили технической жидкостью в объеме 3,7 м3 для продавливания смеси в изолируемый пропласток. Провели контрольную промывку закачиванием по межтрубному пространству скважины пластовой воды в объеме 5,3 м3. Приподняли НКТ на 200 м с доливом скважины пластовой водой. Оставили скважину на время реагирования в течение 24 ч. Далее скважину освоили, спустили подземное оборудование и ввели в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 30%, дополнительная добыча нефти составила при этом 1,3 т/сут.
Пример 2. Предлагаемый способ осуществили для изоляции конуса обводнения в скважине с текущим забоем 1740 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1710-1714 м. Из скважины подняли подземное оборудование, на глубину 1680 м в скважину спустили НКТ диаметром 73 мм. Удельная приемистость изолируемого интервала составила 1,7 м3/(ч·МПа). Количество циклов - 2. При ремонте скважины в качестве технической жидкости использовали пластовую воду плотностью 1180 кг/м3.
На дневной поверхности приготовили водный раствор жидкого стекла и пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1330 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция. Для приготовления 5,7 м3 водного раствора жидкого стекла в мерник цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 1,9 м3 жидкого стекла и 3,8 м3 пресной воды и содержимое мерника перемешали в течение 15 мин (все повторили 2 раза). Циркуляцией пресной воды через промежуточную емкость и мерник второго цементировочного агрегата ЦА-320М растворили 1050 кг хлористого кальция в 3,3 м3 пластовой воды плотностью 1180 кг/м3 и получили 3,6 м3 пластовой воды хлор-кальциевого типа плотностью 1330 кг/м3. В НКТ закачали в 2 цикла разбавленное жидкое стекло и пластовую воду хлор-кальциевого типа, каждый цикл включал последовательную закачку 0,3 м3 буфера из пресной воды; 5,7 м3 (5,7 об.ч.) водного раствора жидкого стекла; 0,3 м3 буфера из пресной воды; 1,2 м3 (1,2 об.ч.) пластовой воды хлор-кальциевого типа плотностью 1330 кг/м3. Закачанные растворы продавили пластовой водой в объеме 5,2 м3 для продавливания смеси в изолируемый пропласток. Провели контрольную промывку закачиванием по межтрубному пространству скважины пластовой воды в объеме 7,6 м3. Приподняли НКТ на 200 м с доливом скважины пластовой водой. Оставили скважину на время реагирования в течение 24 ч. Далее скважину освоили, спустили подземное оборудование и ввели в эксплуатацию.
В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 23%, дополнительная добыча нефти составила при этом 1,2 т/сутки.
Таким образом, предлагаемый способ решает следующие технические задачи: повышение эффективности и увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления.
Claims (1)
- Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования, отличающийся тем, что закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала, в качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об. ч.:
водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0 водный раствор хлористого кальция или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция 0,9-1,3
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148096/03A RU2601888C1 (ru) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148096/03A RU2601888C1 (ru) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2601888C1 true RU2601888C1 (ru) | 2016-11-10 |
Family
ID=57278201
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148096/03A RU2601888C1 (ru) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2601888C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698929C1 (ru) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5322124A (en) * | 1992-10-22 | 1994-06-21 | Shell Oil Company | Squeeze cementing |
| RU2160832C1 (ru) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ ограничения водопритоков в скважину |
| RU2405926C1 (ru) * | 2009-10-13 | 2010-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений |
| RU2419714C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2011-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважине |
| RU2525079C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважину |
-
2015
- 2015-11-09 RU RU2015148096/03A patent/RU2601888C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5322124A (en) * | 1992-10-22 | 1994-06-21 | Shell Oil Company | Squeeze cementing |
| RU2160832C1 (ru) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ ограничения водопритоков в скважину |
| RU2405926C1 (ru) * | 2009-10-13 | 2010-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений |
| RU2419714C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2011-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважине |
| RU2525079C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважину |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698929C1 (ru) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA201492193A1 (ru) | Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа | |
| RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2601888C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2550617C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2419714C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2525079C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| CN105754565A (zh) | 一种有机微球与无机硅酸盐复配型稠油热采封窜剂及其制备方法 | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2599154C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2713063C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2704168C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2580534C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2382174C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2293102C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| CN106368646B (zh) | 一种用于低孔低渗油藏的选择性堵水工艺 |